川东南石宝矿区龙潭组页岩气(煤层气)潜力分析——以SD1井为例

邓 敏, 兰叶芳, 程锦翔, 王正和,余 谦, 刘安然, 赵安坤

1)中国地质调查局成都地质调查中心, 四川成都 610081;2)自然资源部沉积盆地与油气资源重点实验室, 四川成都 610081;3)贵州工程应用技术学院矿业工程学院, 贵州毕节 551700;4)四川省能投油气勘探开发有限公司, 四川成都 610023

在全球碳中和的大背景下, 伴随着能源体系的逐步优化, 能源消费结构将持续向更低碳能源结构转型(崔荣国等, 2021), 今后的一段时间内, 化石能源中的天然气将比石油和煤炭增长更快(邹才能等,2020)。过去十来年, 页岩气已成为美国日渐重要的天然气资源。根据美国能源信息署(Energy Information Administration)的预测, 到 2035年时, 美国大约46%的天然气供给将来自页岩气。随着美国的“页岩气革命”, 页岩气得到了全世界其他国家的广泛关注, 中国成为世界上第三个掌握页岩气勘探开发技术的国家(聂海宽等, 2020)。

我国发育海相、海陆过渡相和陆相三类富有机质页岩(张金川等, 2009)。目前, 海相页岩气不断获得突破(翟刚毅等, 2016, 2017), 在四川盆地已实现商业化开发, 研究程度较高(金之钧等, 2016; 兰叶芳等, 2021), 而海陆过渡相页岩气的勘探与研究程度整体较低, 还处于初期阶段。近年来, 中石油、中石化、自然资源部等相关单位和研究院所陆续在鄂尔多斯盆地、沁水盆地、南华北盆地和南方扬子地区进行海陆过渡相页岩气的积极探索, 在石炭系、二叠系等多套页岩地层发现页岩气(张晓波等,2016; 郭旭升等, 2018; 匡立春等, 2020), 尤其是在鄂尔多斯盆地东缘已初步实现了海陆过渡相页岩气勘探突破(董大忠等, 2021)。总体而言, 我国海陆过渡相页岩气资源量约为 19.8×1012m3, 占我国页岩气总资源量的25%, 资源丰富(董大忠等, 2016)。前人研究认为, 海陆过渡相烃源岩在鄂尔多斯和四川盆地广泛分布, 以Ⅲ型干酪根为主, 生烃(气)能力强, 成藏条件优越, 是大陆边缘盆地最有利的烃源岩类型, 具备良好的页岩气资源潜力和勘探开发前景, 可能是未来页岩气勘探开发的重要接替层系(董大忠等, 2021; 杨跃明等, 2021)。

上二叠统龙潭组是四川盆地重要的烃源岩层系,主要发育在川中—川东南地区。其中, 川中地区埋深主要为 3000～4500 m; 川东南地区埋深主要介于1000～3500 m(郭旭升等, 2018)。川东南地区近年来钻遇龙潭组井位较多, 多数井龙潭组富有机质页岩段厚度可观, 区内10多口井在龙潭组均获页岩气显示, 东页深1井、宋7井、桐6井钻遇龙潭组时均发生了后效显示和井涌, 表明龙潭组泥页岩具有良好的含气性(翟刚毅等, 2020)。川东南地区龙潭组泥页岩厚度、埋深适中, 是四川盆地龙潭组页岩气勘探最有利的地区(郭旭升等, 2018)。前人对于四川盆地二叠系龙潭组泥页岩发育的岩性组合特征(郭炎和林良彪, 2020)、沉积环境(曹清古等, 2013)、地球化学特征(刘全有等, 2012; 刘安然等, 2019)以及储集性和勘探潜力(陈斐然等, 2020; 赵培荣等, 2020)等方面进行了有益的探索, 但是与研究较为深入的海相地层相比较而言, 海陆过渡相富有机质页岩发育特征与分布、沉积模式、有机质富集机理等非常规油气沉积学相关研究有待深入(董大忠等, 2021)。因此,本文以川东南古蔺石宝地区SD1井海陆过渡相的二叠系龙潭组地层为研究对象, 结合岩芯观察、岩石学和地球化学分析, 综合探讨龙潭组烃源岩的发育特征和影响因素, 以期丰富四川盆地海陆过渡相油气地质研究成果, 为研究区内资源的进一步的勘探开发提供基础资料和科学依据。

1 区域地质概况

研究区位于川南古蔺县石宝镇, 属于川南煤田古叙矿区的一部分, 构造位置属于扬子板块四川盆地东南缘的古蔺—筠连褶皱带(图1), 以东西向短轴复式褶皱为主(尹中山, 2009)。二叠纪之前, 区内为海相沉积; 晚二叠世, 黔北—川南隆起带控制了川南地区的沉积特征, 该区为海陆过渡相沉积(刘安然等, 2019)。随后, 海水持续上升, 出现晚二叠世晚期的长兴期碳酸盐沉积。

图1 研究区主要构造特征及SD1井位置(据唐胜利等, 2021修改)Fig. 1 Main structural units and the location of Well SD1(modified from TANG et al., 2021)

受东吴运动及峨眉山玄武岩喷发的影响, 茅口组顶部发生风化岩溶作用, 川南地区龙潭组底部普遍缺失部分沉积(刘安然等, 2019)。目的层位龙潭组与上覆长兴组整合接触, 与下伏茅口组假整合接触,为一套以砂岩、粉砂岩、粉砂质黏土岩、碳质页岩互层为主的海陆过渡相含煤岩系, 含煤10余层, 其中有可采价值且发育稳定的煤层 7层, 分别编号为C13、C14、C15、C17、C23、C24、C25(唐胜利等, 2021)。

2 沉积特征

石地1井(SD1)位于石宝镇石宝向斜轴部(图1),钻遇龙潭组煤层 16层(TOC普遍>40%的煤岩), 共17.88 m; 碳质泥岩(TOC >2%的泥(页)岩, 标准参考陈建平等(1997))、高碳泥岩(TOC >6%的泥(页)岩)夹泥岩、粉砂质泥岩18层, 共47.74 m, 单层最厚达6.98 m; 粉-细砂岩6层, 累计厚16.29 m, 单层最厚达5.28 m。根据岩性、沉积构造、古生物、测井等特征, 将 SD1井龙潭组分为下、中、上三段(图2)。龙潭早期主要以潮坪-海湾环境为主, 龙潭组中期西部物源供给增加, 形成了潮坪-三角洲环境; 晚期东部海侵加剧, 岸线向西退缩, 大部分地区碎屑岩沉积逐渐被碳酸盐岩沉积取代, 受西部物源影响,石宝地区龙潭组时期主要为三角洲沉积环境(邵龙义等, 2013)。

图2 SD1井沉积特征综合柱状图Fig. 2 Comprehensive histogram of the sedimentary characteristics in Well SD1

(1)龙潭组下段: 与茅口组灰岩呈假整合接触,包括 1煤层(为川南煤田的 C25煤层)及下硫铁矿层,该段厚7.63 m, 为淡化泻湖微相沉积。上部煤层厚2.65 m, 为灰黑-黑色半亮型煤, 呈粉煤特征, 发育炭化植物叶片化石; 下部为灰白色黏土岩、灰黑色碳质泥岩, 含黄铁矿及少量含氟极高的矿物-萤石(游超等, 2022; 栗克坤等, 2022), 厚4.28 m, 黄铁矿呈星散状、结核状、浸染状稀疏或富集于灰白、灰色黏土岩中, 下部黄铁矿较富集, 向上逐渐发育为层状硫铁矿层(即下硫铁矿层), 具层理结构, 主要为泻湖亚相沉积特征。

(2)龙潭组中段: 厚约 69.52 m, 以深灰色薄层碳质泥岩、泥岩夹煤层及粉砂岩与细砂岩互层为主,含煤8层及上硫铁矿层。其中, 该段下部以细砂岩,粉砂岩为主夹薄层泥岩及碳质泥岩及煤层, 常见波纹层理、水平层理、透镜状层理及小型交错层理, 底部见泥砾, 为分流河道、决口扇及分流间湾微相沉积; 上部为碳质泥岩、粉砂岩、细砂岩夹煤层, 发育水平层理, 常见植物根茎化石。整体以“砂泥互层”结构为主, 为三角洲平原亚相沉积。

(3)龙潭组上段: 与长兴组灰岩整合接触, 以碳质泥岩夹粉砂岩, 细砂岩及煤层为主, 顶部见灰白色黏土岩, 底部常见灰黑色碳质泥岩, 含丰富星点状黄铁矿, 常见动物潜穴、虫孔。其中, 碳质泥岩呈黑色, 常见炭化植物化石, 局部化石极丰富形成高碳泥岩, 灰色粉砂岩, 细砂岩层发育中、小型交错层理、水平层理及沙纹层理, 局部见泥砾。整体以“泥包砂”结构为主要特征, 为三角洲平原-三角洲前缘亚相沉积。

3 富有机质泥页发育特征

3.1 矿物组成

总计27件样品的全岩及黏土矿物X射线衍射分析表明, SD1井龙潭组岩石由黏土矿物、石英、碳酸盐矿物(方解石+白云石+菱铁矿)、锐钛矿、黄铁矿和长石组成(表1), 上述矿物在纵向上(龙潭组下段、中段至上段)无明显变化规律(图3)。其中, 黏土矿物是最主要的组分, 其分布范围为 19.7%～82.7%, 平均值为 49.7%, 其次是石英, 其分布范围为 0.5%～66.5%, 平均值为23.9%(表1, 图4a), 这与前人在邻区黔北习页1井、西门1井以及川南地区野外剖面的研究结果相一致(曹涛涛等, 2018)。与川东地区龙潭组泥页岩的矿物组分相比较而言, 川东南 SD1井黏土矿物含量稍低, 具有显著较高的菱铁矿、黄铁矿和锐钛矿含量(王晓蕾等, 2020)。

表1 龙潭组泥页岩中各种矿物在全岩中的含量/%分布情况统计表Table 1 Distribution of mineral contents /% in shale of Longtan Formation in whole rock using XRD

图3 SD1井龙潭组不同井深矿物组成情况Fig. 3 Characteristics of mineral longitudinal variation of Longtan Formation in Well SD1

图4 SD1井全岩(a)及其黏土矿物(b)构成情况Fig. 4 Compositions of whole rock (a) and clay minerals (b) in Well SD1

研究样品中, 黏土矿物在岩石中的含量接近50%, 以伊/蒙混层为主(约占黏土矿物总量的 3/4),其余高岭石、绿泥石、伊利石和绿/蒙混层在岩石中含量依次为13.1%、7.4%、3.2%和1.4%(图4b)。相较于已获得商业开发的四川盆地五峰—龙马溪组,研究区龙潭组泥页岩中高黏土矿物含量和相对较低的脆性指数增加了压裂难度。

3.2 有机地球化学特征

有机质丰度、类型、成熟度等有机地球化学特征是衡量泥页岩生烃潜力的重要因素(Bowker, 2007)。

3.2.1 有机质丰度

有机质丰度是评价烃源岩生烃潜力的重要指标,是页岩气富集最重要的控制因素之一。TOC是页岩气形成和富集的物质保障, 有机碳含量能较好地反映页岩生烃能力并影响烃类气体的赋存状态及含气性(邓恩德等, 2020)。深入分析TOC含量变化及其制约因素有助于从根本上认识页岩气形成和富集的地质因素(陈孝红等, 2018)。SD1井龙潭组37个碳质泥岩、粉砂质泥岩样品的残余有机碳含量(TOC)主要变化于1.23%～26.6%之间, 平均值为7.37%; 16个煤岩样品的TOC含量变化于6.36%～92.5%之间, 平均值为50.3%; 8个粉砂岩、细-中砂岩样品的TOC含量变化于1.45%～11.9%之间, 平均值为4.74%(表2)。与海相五峰—龙马溪组往往具有自下而上TOC含量降低的趋势不同, 海陆过渡相泥页岩样品的有机质丰度受岩性变化的控制明显。煤岩样品具有非常高的 TOC含量, 显示强大的煤层气生烃潜力, 其中,龙潭组下段只有 1个煤岩样品, 其 TOC含量为92.5%, 龙潭组中段和上段煤岩样品的 TOC含量平均值分别为55.3%和44.9%。泥页岩样品中, 龙潭组上段显示出比中段更高的TOC含量, 二者的平均值分别为 8.5%和 5.2%, 并且有机质含量大于 8%的高碳泥岩也主要分布在龙潭组上段。此外, 粉砂岩和砂岩样品数较少, 但总体显示出龙潭组中段比上段该类岩性中更富有机质的特征, TOC含量的平均值分别为5.7%和3.2%。

表2 SD1井龙潭组有机地球化学及物性分析结果Table 2 Results of organic geochemistry andphysical properties of Longtan Formation in Well SD1

3.2.2 有机质类型与成熟度

干酪根的稳定碳同位素组成(δ13C)能够表征原始生物母质的特征, 次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记(余川等, 2012),因此选择干酪根δ13C测试数据来判别龙潭组的有机质类型。SD1井15个样品的干酪根碳同位素分析结果表明, 其δ13C(PDB)集中分布在–22.8‰～–24.2‰之间。根据干酪根δ13C分布与其类型的关系(王大锐,2000), 龙潭组泥页岩有机质主要以Ⅲ型干酪根为主。结合有机质镜检测试结果, SD1井有机质主要由镜质组组成, 少量惰质组, 未见壳质组(刘安然等,2019), 表明有机质主要源自高等植物, 这与龙潭组地层中广泛发育的植物化石相吻合。根据镜质体反射率测试结果, SD1井龙潭组泥页岩有机质镜质体随机反射率Ro介于2.63%～2.93%之间, 处于过成熟生干气阶段(唐胜利等, 2021), 具备良好生烃潜力。

4 储集性特征

4.1 孔隙度和渗透率

物性分析表明, SD1井泥页岩的孔隙度变化于3.05%～4.35%, 平均孔隙度为3.54%, 均在5%以下;渗透率约为 0.486 μD, 远在 1000 μD 以下(表2), 可见龙潭组泥页岩孔隙度和渗透率都非常低, 具明显的超低孔超低渗特征, 一定程度上有利于页岩气的原位成藏和保存(邓恩德等, 2020)。该井粉-细砂岩孔隙度介于5.41%～16.18%, 平均值为9.88%(<10%),以低孔-特低孔为主; 渗透率(空气)介于0.506～1.652 mD, 平均值为0.877 mD (<1 mD); 除部分样品受微缝影响以外, 多数样品均属于典型的致密砂岩(邹才能等, 2012; 杨平等, 2021)。

4.2 储集空间类型

氩离子抛光-场发射扫描电镜实验观测结果表明, SD1井龙潭组泥页岩储集空间类型主要包括微裂缝(隙)、有机质孔、矿物溶蚀孔和晶间孔(图5)几种类型。

图5 川东南龙潭组泥页岩储集空间类型及特征Fig. 5 Reservoir space types of mud shale in Longtan Formation, southeast Sichuan

微裂缝是最为重要的储集空间类型, 镜下可见大量的微裂缝发育, 包括在成岩及后期改造过程中产生的微裂缝以及有机质与矿物边缘之间形成的收缩缝(图5a–d)。微裂缝的发育改善渗透性的同时提供大量运移通道, 利于页岩气成藏及其后期的压裂改造。龙潭组泥页岩样品富含有机质, 但主要由镜质组组成, 不利于有机质生烃孔隙的形成(王晓蕾等, 2020), 因此有机质孔对于储集空间的贡献相对较小, 往往是在有机质生烃过程中产生的少量气泡孔(图5e, f)作用更大。同时, 可见少量的矿物溶蚀孔隙发育, 多为石英颗粒、方解石或白云石粒内溶孔, 大多呈不规则状, 连通性较差(图5b, g)。晶间孔主要发育于黄铁矿晶粒之间, 常被有机质或黏土矿物充填, 残余部分晶间孔隙(图5h, i)。总体而言,微裂缝是本区内较为重要的储集空间类型。

5 含气性特征

5.1 现场解吸

对 SD1井钻井岩芯进行现场解吸实验, 结果显示该井龙潭组解吸总含气量为 0.11～26.31 m3/t, 平均值为 7.32 m3/t。其中, 泥页岩含气量变化在0.61～4.70 m3/t之间, 含气性相对较好, 解吸气总含气量均大于0.5 m3/t, 平均值为2.16 m3/t, 已达到工业开采标准的下限(黄金亮, 2012); 煤层的含气量介于3.1～26.31 m3/t之间, 平均值为12.32 m3/t, 含气量高, 具有较大的资源潜力; 致密(粉)砂岩的含气量为0.11～0.46 m3/t, 平均值为0.24 m3/t, 含气性较差。

5.2 等温吸附

饱和吸附气含量能够直观反映泥页岩的吸附能力, 其值越大表明泥页岩的吸附能力越强, 页岩气的富集潜力越大(邓恩德等, 2020)。

此次选取了 10个样品进行等温吸附实验。通过等温吸附实验获得各平衡点的压力, 采用Langmuir方程等温吸附方程(V=VL×P/(PL+P))拟合计算可得出饱和吸附气含量。结果显示, SD1井龙潭组碳质泥岩饱和吸附气量主要集中分布在2.60～4.68 m3/t, 均大于 2.00 m3/t, 尤其是靠近煤层的高碳泥岩样品的饱和吸附气含量可高达10.13 m3/t(图6), 表明泥页岩饱和吸附气量整体较高, 显示出良好的吸附性能。同时, 该地层中煤层显示出非常好的吸附性, 其饱和吸附气量为 5.21～14.23 m3/t(图6), 平均值为10.76 m3/t, 并且总体显示出从龙潭组下段至龙潭组上段, 煤层吸附能力具有逐渐增强的特征, 说明埋深与煤岩吸附能力呈负相关性。

图6 龙潭组泥岩样品和煤岩样品甲烷等温吸附曲线Fig. 6 Isothermal adsorption curves of methane from mudstone samples and coal samples in Longtan Formation

6 有利层段和有利区

研究区二叠系龙潭组泥页岩累积厚度较大、有机质丰度和热演化程度高, 生烃能力强, 含气性较好。但本区龙潭组为煤层、碳质泥岩层及致密砂岩层交替出现, 因各小层纵向厚度较薄, 横向非均质性强、连续性差, 因此在进行优势层位选择时将各岩性小层进行组合, 以碳质泥岩(TOC普遍>2%)夹煤(TOC普遍>40%)组合为主, 兼顾煤层。综合厚度、地层埋深、地化参数、物性特征、保存和压裂条件等各因素, 研究认为龙潭组上段 C14–C17碳质泥岩夹煤层组合、龙潭组中段 C20–C24碳质泥岩夹煤层组合为优选有利层段(图7)。上段泥煤砂组合位于 C17顶至 C14间, 厚度 30.44 m, 平均含气量为5.83 m3/t, 最高达18.29 m3/t; 中段泥煤砂组合位于 C24至 C20上部间, 厚度 36.7 m, 平均含气量为6.7 m3/t, 最高达17.51 m3/t。聚焦于海陆过渡相的整套页岩层系, 有利于实现煤层气、页岩气和致密砂岩气的“三气合采”和“体积开发”。

图7 SD1井龙潭组有利层段分布(图例见图2)Fig. 7 Distribution of favorable intervals of Longtan Formation in Well SD1 (see Fig. 2 for the legend)

生烃母质的含量由总有机碳(TOC)和泥页岩厚度共同决定, 我国目前大多将 2%的 TOC含量和30 m的有效页岩厚度作为页岩气具备工业开采价值的下限(邹才能等, 2010; 王晓蕾等, 2020)。研究区龙潭组以深灰色泥岩、碳质泥岩、灰色细砂岩、粉砂岩含煤岩为特征, 碎屑沉积粒度偏细, 一般为粉砂岩、细砂岩、泥岩, 地层厚度76.25～130.11 m, 平均92.33 m, 变化较大。厚度中心主要集中在石宝向斜中部SD1井附近以及西南部石鹅和长坪一带, 厚度均大于100 m(图8a)。其中, 碳质泥岩在区内广泛发育, 而碳质泥岩大于 30 m厚度的范围主要是石宝—长坪一线和西部石鹅一带(图8b)。结合区域的构造-埋藏史演化特征(图9), 川南以低陡构造为主,构造简单(杨跃明等, 2021), 沉积厚度较大的区域为页岩气勘探开发的有利生烃和成藏区。总体而言,煤层厚度/地层厚度(含煤系数)平均为12.37%, 矿段内大部分地区含煤系数大于 10%, 局部地区大于15%, 主要分布于石宝镇西部和万胜一带, 为沼泽发育区。碳质泥岩厚度/地层厚度(泥/地比)在向斜核部多为为 30%, 向斜两翼局部地区大于 50%, 呈南北向展布, 主要分布于偏向斜南翼石宝镇—SD1井—长坪一带及西南部石鹅乡一带。以碳质泥岩+煤层厚度为主要指标, 结合其余多项参数认为, SD1井及其西南侧为该区最有利的页岩气分布区。

图8 石宝矿段龙潭组地层厚度分布图(a)和碳质泥岩厚度分布图(b)Fig. 8 Thickness of Longtan Formation (a) and carbonaceous mudstone (b) in Shibao mine field

图9 研究区构造-埋藏史演化特征(据唐胜利等, 2021修改)Fig. 9 Evolution characteristics of structure-burial history in the study area (modified from TANG et al., 2021)

目前, 页岩气开采层位的有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主(李琪琪等, 2020), 但也有少数层位(如美国San Juan盆地白垩系Lewis页岩)为Ⅲ型(Hill et al.,2004; Montgomery et al., 2005)。除此之外, 研究区龙潭组泥页岩黏土矿物含量相对较高, 脆性指数相对较低, 增加了压裂难度。但海陆过渡相垂向上页岩、粉砂岩、砂岩、煤岩互层, 夹于页岩之间的粉砂岩、砂岩夹层有利于水力压裂(董大忠等, 2021)。事实上, 脆性较低的页岩也可以是优质产层(蒋恕等, 2017)。龙潭组与 Lewis页岩以及邻区重庆和黔西北沉积环境相似, 其页岩地层参数具有相对较好的可比性(表3)。具有未来区域连片-规模勘探开发良好的物质基础条件。

表3 SD1井与其他地区海陆过渡相页岩地层参数对比Table 3 Comparison of parameters between Well SD1 and other areas in marine-continental transitional facies

7 结论

(1)川东南石宝矿区龙潭组泥页岩与煤层和(粉)砂岩层交替出现, 泥页岩累计厚度较大, 平均厚度约为47.74 m。泥页岩有机质丰度高, 有机碳含量变化在 1.23%～26.6%之间, 平均值为 7.37%; 镜质体反射率介于 2.63%～2.93%之间, 处于过成熟生干气阶段, 生烃能力强。

(2)研究区龙潭组碳质泥页岩与煤层储层非均质性强, 孔隙度和渗透率都非常低, 孔隙度均在5%以下, 渗透率远<0.1 mD, 具超低孔超低渗特征。储集空间主要包括微裂缝、有机质孔、溶蚀孔和黄铁矿晶间孔等类型, 微裂缝是本区较为重要的储集空间类型。

(3)钻井证实龙潭组地层含气性好, 总体表现为煤层气>页岩气>砂岩气, 泥页岩及煤层具有相对较高的含气性和吸附性能, 显示良好的页岩气(煤层气)勘探开发潜力。

(4)高有机碳含量、高热演化程度、良好的含气性和吸附性、适度的埋深是研究区龙潭组页岩气勘探开发的有利条件, 但是黏土矿物含量相对较高,脆性指数相对较小, 增加了压裂难度。因此, 需要聚焦于海陆过渡相的整套页岩层系, 泥页岩之间的粉砂岩、砂岩夹层有利于水力压裂, 勘探开发拟以碳质泥岩夹煤层组合为主, 龙潭组上段 C14–C17泥煤组合夹砂岩、龙潭组中段 C20–C24泥煤层组合夹砂岩是优选有利层段, 有利于实现煤层气、页岩气和致密砂岩气的高质量开采。

Acknowledgements:

This study was supported by China Geological Survey (No. DD20221661), Sichuan Energy Investment Co., Ltd. (No. NM-SB-2015-04), Science and Technology Department of Guizhou Province (No.[2017]1407), and Guizhou University of Engineering Science (No. G2017006).